BRØNN OVERHALING TREKKING AV ØVRE KOMPLETTERINGS-STRENG Version 19/06/14 Approved 31/07/14 Final Distribution 16/09/14
BEDRE GJENNOM KUNNSKAPSDELING I regi av Norsk Olje og Gass er det dannet en felles innsatsgruppe bestående av personell fra operatørselskaper og borekontraktører som vil anbefale ulike metoder for å redusere antallet og farepotensialet knyttet til brønnhendelser på den norske kontinentalsokkelen. En av gruppens anbefalinger var å videreformidle informasjon om faktiske hendelser knyttet til brønnkontroll som har inntruffet på den norske kontinentalsokkelen i den senere tid, slik at lærdom kan deles og forstås. Dette er den tiende i en serie beskrivelser av inntrufne hendelser. Hendelsen belyser viktigheten av å være klar over at en hendelse sjelden utvikler seg fra en enkeltstående årsak. Fremstillingen viser at et antall ulike faktorer måtte håndteres og bøtes på. Vennligst sett av litt tid til å gå gjennom denne fremstillingen sammen med boremannskapet og diskuter spørsmålene som kommer frem i løpet av presentasjonen. Be gjerne personell fra tilknyttede boretjenester om å delta. Vi håper at det kan være til hjelp å dele informasjon om hendelser, og vil være takknemlige for alle tilbakemeldinger.
FORKORTELSER BSR: blind shear rams C&K: choke & kill DHPG: downhole pressure gauge EXP-BP: expandable bridge plug HCSFH: heave compensated surface flow head HGR: hanger : lower gas lift mandrel L-LV: lower lubricator valve LND STR: landing string LVs: lubricator valves MD: measured depth ML: mud line PCE: pressure containment equipment PKR: packer : rotary kelly bushing RSR: riser : subsurface controlled safety valve : subsea test tree TBG: tubing TDS: top drive system : upper gas lift mandrel U-LV: upper lubricator valve VD: vertical depth : well head : x-mas tree
Heave Compensated Surface Flow head Trekking av kompletteringsstreng SAMMENDRAG AV BESKRIVELSE (Del 1) Arbeidsoppgave: Gå inn i produksjonsbrønn for brønndreping. Trekk opp defekt øvre kompletteringsstreng og bytt ut med en ny. Brønnstatus: Bullhead tubing og ringrom (gjennom perforert TBG) med brine. Perforer TBG under produksjons PKR i henhold til kompletteringsprogrammet (se merknad under). Ekspanderende plugg for dypt plassert barriere satt og testet for positivt trykk til 220 bar. Sirkulerte inn ny K-format brine i ringrom gjennom perforeringer i tubing (observerte ingen gass men observerte forurenset væske på overflaten) Brønn på tripptank: statisk. Merk: nedre del av tubing perforert som nødløsning Operasjonen steg for steg: Ballasterte opp riggen 2 m og koblet av. Brønn på tripptank: statisk. Strakk opp og kuttet tubing. Trakk landing streng og plasserte over. Rigget ned wireline streng og utstyr og gjorde klar til å trekke ut kompletteringsstrengen. Plasserte landestreng i slips. Koblet av og pumpet ut «heave compensated surface flow head» (HCSFH). Brønn på tripptank: statisk. Rig Type: Semi Sub Well Bore Diagram STATUS SS Connector Water : Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 349 m VD Inc. 0.3 º 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD 349 m MD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Trekking av kompletteringsstreng SAMMENDRAG AV BESKRIVELSE (Del 2) Hendelse: Rig Type: Semi Sub Well Bore Diagram EVENT Water : Koblet fra kontrollforbindelse (jumper) mellom «subsea test tree» () og trommel. Koblet fra kontrollforbindelse (umbilical) mellom sluseventiler (LVs) og kontrollpanel. Fjernet HCSFH fra den spesielle hurtigkoblingen. Observerte U- tube effekt fra tubing string. Slo av tripptankpumpe for å redusere U-tube effekten. Riggens hiv målt til omtrent 2.3 m. Under nedriggingen av utstyret begynte den antatte U-tube effekten fra landestrengen å eskalere. -operatøren ble kalt til boredekket for å koble til kontrollslang til sluseventilene (LVs umbilical) igjen. Strømning av forurenset brine økte raskt: væsken traff TDS og førte til at sikten gjennom borekabinens vindu forsvant. Blind-Shear-Rams (BSR) ble stengt mot tubing slik at strømningen stanset. De avskårne rørene falt omtrent 15 m ned i brønnen. Riggen ble ballastert opp ytterligere 2 m for å unngå kontakt mellom den avskårne tubing og BSR. Med en tyktest på 50 bar bekreftet man brønnens integritet (BSR, CSG, PKR & EXP-BP). SS Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Inc.: 81.3 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º TBG 6 5/8" - 24.0 ppf, -L80-13%Cr - Vam Top HC Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Heave Compensated Surface Flow head UTSKIFTNING AV BOREVÆSKE Hendelsene steg for steg: Bullhead gjennom tubing og ringrom (gjennom perforert TBG) med brine. Perforer TBG under produksjons PKR i henhold til kompletteringsprogrammet. Ekspanderende tetning for dyp barriere ble (EXP-BP) installert og trykktestet positivt til 220 bar. Sirkulere inn ny K-format brine i ringrom gjennom perforert TBG (ingen gass registrert, forurenset væske observert på overflaten). Brønn på tripptank: statisk. Rig Type: Semi Sub Well Bore Diagram DISPLACEMENT SS Connector Water : 349 m MD 349 m VD Inc. 0.3 º Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Heave Compensated Surface Flow head UTSKIFTNING AV BOREVÆSKE Hendelsene steg for steg: Bullhead gjennom tubing og ringrom (gjennom perforert TBG) med brine. Perforer TBG under produksjons PKR i henhold til kompletteringsprogrammet. Ekspanderende tetning for dyp barriere ble (EXP-BP) installert og trykktestet positivt til 220 bar. Sirkulere inn ny K-format brine i ringrom gjennom perforert TBG (ingen gass registrert, forurenset væske observert på overflaten). Brønn på tripptank: statisk. Bull-heading gjennom tubing ble ikke gjentatt etter nedre perforering: mulig migrering av forurenset væske inne i kompletteringstrengen mellom operasjonene? Etter at den EXP-BP i den dype barrieren var satt på plass var det mulig å sette i gang sirkulasjon og bekrefte at all væske var av samme kvalitet. Barrierer på plass: EXP-BP PKR CSG, & LVs (landestreng) Væske i hullet (?) Observasjon av forurenset væske under utskiftning med ny brine burde ført til at man sjekket at brønnen var homogen, eller ytterligere sirkulering inntil man kunne bekrefte at all væske var av samme kvalitet. Rig Type: Semi Sub Well Bore Diagram DISPLACEMENT SS Connector Water : Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 349 m VD Inc. 0.3 º 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º 349 m MD
Heave Compensated Surface Flow head Rig Type: Semi Sub Well Bore Diagram KUTTET RØR Hendelsene - steg for steg: Ballasterte riggen opp 2 m og koblet av. Brønn på tripptank: statisk. Strekk i tubing (O/P 10 tonn): rundt 2 m over setet. Kuttet TBG og løftet strengen over. Brønn på tripptank: statisk. Rigget ned wireline streng og utstyr og gjorde klar til å trekke ut kompletteringsstrengen. Brønn på tripptank: statisk. SS Connector Water : Brine in Tubing after displacement: 1,701 m MD 1,651 m VD Inc. 8.1 º 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Heave Compensated Surface Flow head Rig Type: Semi Sub Well Bore Diagram KUTTET RØR Hendelsene - steg for steg: Ballasterte riggen opp 2 m og koblet av. Brønn på tripptank: statisk. Strekk i tubing (O/P 10 tonn): rundt 2 m over setet. Kuttet TBG og løftet strengen over. Brønn på tripptank: statisk. Rigget ned wireline streng og utstyr og gjorde klar til å trekke ut kompletteringsstrengen. Brønn på tripptank: statisk. SS Connector Water : Brine in Tubing after displacement: 1,701 m MD 1,651 m VD Inc. 8.1 º Etter væskeutskiftning var brønnen hele tiden på tripptank for å sjekke væskenivået: statisk. 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º Det ble ikke utført noen sirkulasjon fra bunnen og opp etter at tubing ble kuttet på grunn av at væsken i borehullet allerede var blitt fortrengt til brine og det ble antatt at hele brønnen var fylt med homogen væske ( brine). Etter kutting ble løftet over for å oppnå tilstrekkelig mellomrom: riggen hadde tidligere blitt de-ballastert 2 m i henhold til riktig streng avstand i («space out plan»). Under nedrigging av wireline PCE ble væskenivået overvåket på tripptank: statisk (medgått/overvåket tid rundt 9 timer). Barrierestatus: - EXP-BP PKR CSG -, & LVs (landestreng) - Væsken i hullet (?) 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Heave Compensated Surface Flow head Rig Type: Semi Sub B/OUT HCSFH Well Bore Diagram TA UT HCSFH Hendelsene - steg for steg: Plasserte landing streng i slips. Koblet av og strakk ut HCSFH for inspeksjon. Brønn på tripptank: statisk. Koblet kontrollslangen fra trommel. Koblet kontrollslangen til sluseventilene (LVs) fra kontrollpanelet på boredekket. Fjernet HCSFH fra den spesielle hurtigkoblingen. Observerte U-tube effekt fra tubing. Stengte tripptankpumpen for å redusere effekten. Riggens hiv rundt 2.3 m. SS Connector Water : Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Heave Compensated Surface Flow head TA UT HCSFH Hendelsene - steg for steg: Plasserte landing streng i slips. Koblet av og strakk ut HCSFH for inspeksjon. Brønn på tripptank: statisk. Koblet kontrollslangen fra trommel. Koblet kontrollslangen til sluseventilene (LVs) fra kontrollpanelet på boredekket. Fjernet HCSFH fra den spesielle hurtigkoblingen. Observerte U-tube effekt fra tubing. Stengte tripptankpumpen for å redusere effekten. Riggens hiv rundt 2.3 m. De 2 ventilene på stenger ved «fail-safe», Ventilene fungerer fremdeles etter at kontrollslangen ble koblet fra. Lukketid er mindre enn 1 minutt ved å blø av trykket fra trommelens kontrollpanel. De 2 sluseventilene (LVs) kan ikke opereres uten at kontrollslangen er tilkoblet. kontrollslangen bør ikke frakobles før LVs er på overflaten (ute av hullet) ettersom dette er en del av barrieresystemet for landing strengen. U-tube effekt ble observert etter fjerning av HCSFH og frakoplingene av kontrollslang til de 2 sluseventilene (LVs). Selv om det var bekreftet at forholdene i brønnen var statiske i 9 timer, er det ikke god praksis å stoppe tripptankpumpen for å balansere hydrostatiske forhold. For at væsken skal fungere som barriere må væskenivået overvåkes kontinuerlig. Det er viktig å ha full kontroll over muligheten for å kutte når strengen er plassert i slips for en lengre periode: det må etableres kriterier for værbegrensninger/riggens bevegelser (maksimum akseptabelt hiv for trekking av TBG var satt til 3.0 m). Rig Type: SS Semi Sub B/OUT HCSFH Water : 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Connector Well Bore Diagram Brine in Tubing after displacement: Inc. 89.9 º
Rig Type: Semi Sub U-TUBE Well Bore Diagram Hendelsene - steg for steg: FORMODET U-TUBE EFFEKT Water : Under arbeidet med å rigge ned HCSFH og lange bails økte antatte U-tube effekten til tross for at tripptankpumpen var slått av. -operatøren ble kalt tilbake til boredekket for å koble til LVs kontrollslang igjen. SS Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Rig Type: Semi Sub U-TUBE Well Bore Diagram Hendelsene - steg for steg: FORMODET U-TUBE EFFEKT Water : Under arbeidet med å rigge ned HCSFH og lange bails økte antatte U-tube effekten til tross for at tripptankpumpen var slått av. -operatøren ble kalt tilbake til boredekket for å koble til LVs kontrollslang igjen. SS Hovedtemaet i før-jobb-møtet (TBT) var å legge ned det tunge overflateutstyret ettersom brønnen ble ansett å være sikker med barrierer testet til 220 bar. Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º De detaljerte retningslinjene og diagrammer over brønnbarrierene var ikke laget med hensyn til å legge ned komponentene i landestrengen. U-tube effekten avtok ikke. De 2 sluseventilene (LVs) var ikke tilgjengelige ettersom kontrollslangene var frakoblet. ventilene kunne opereres, men ingen hadde til oppgave å være klar til å operere dem. Barrierenes status: - EXP-BP PKR CSG -, & LVs (landestreng) - Væsken i hullet (??) Det ble på et sent tidspunkt bestemt at kontrollslangen til LVs skulle kobles til igjen, i stedet for å stenge (failsafe) ventilene i landestrengen. 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Rig Type: Semi Sub BSR CLOSED Well Bore Diagram Hendelsene - steg for steg: BLIND SHEAR-RAMS STENGTE Water : Væsken steg hurtig med hvert hiv og forurenset brine traff TDS og førte til at sikten fra borekabinen forsvant. Ingen gassalarmer ble utløst på boredekket eller andre områder på riggen. BSR ble stengt og kuttet strengen slik at strømningen stanset. Den avskårne TBG falt omtrent 15 m ned i brønnen. Riggen ble ballastert opp ytterligere 2 m for å unngå kontakt mellom den avskårne TBG og BSR Bekreftelse av brønnintegritet: 50 bar test av BSR, PKR & EXP-BP SS Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Inc.: 81.3 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º TBG 6 5/8" - 24.0 ppf, -L80-13%Cr - Vam Top HC Hole : 3,429 MD 2,100 VD Inc. 89.9 º
Rig Type: Semi Sub BSR CLOSED Well Bore Diagram Hendelsene - steg for steg: BLIND SHEAR-RAMS STENGTE Water : Væsken steg hurtig med hvert hiv og forurenset brine traff TDS og førte til at sikten fra borekabinen forsvant. Ingen gassalarmer ble utløst på boredekket eller andre områder på riggen. BSR ble stengt og kuttet strengen slik at strømningen stanset. Den avskårne TBG falt omtrent 15 m ned i brønnen. Riggen ble ballastert opp ytterligere 2 m for å unngå kontakt mellom den avskårne TBG og BSR Bekreftelse av brønnintegritet: 50 bar test av BSR, PKR & EXP-BP Operatøren har støttet avgjørelsen om å sikre brønnen. Etter at sikten fra borekabinen forsvant og man ikke lenger kunne stenge de 2 -ventilene eller de 2 sluseventilene (LVs) ble det nødvendig å stenge BSR for å sikre brønnen. SS Brine in Tubing after displacement: 2,089 m MD 1,987 m VD Inc. 51.4 º 2,109 m MD 1,999 m VD Inc. 54.0 º PRODUCTION 2,126 m MD 2,009 m VD Beregnet avstand på streng i var riktig og rørstrengen ble kuttet på rett sted (tatt i betraktning at strengen var i slips og at riggen hadde et hiv på rundt 2,3 m) slik at brønnen var sikret: strømningen stanset øyeblikkelig. Riggen ble så de-ballastert ytterligere 2 meter for å unngå kontakt mellom den stengte BSR og den avskårne nedre enden av tubing. Brønnbarrierenes integritet ble bekreftet ved en test til 50 bar: - EXP-BP PKR CSG - (BSR) CSG [m]: 2,344 MD 2,089 VD Inc.: 81.3 º Hole : 3,429 MD 2,100 VD 2,131 m MD 2,012 m VD Inc. 56.7 º 2,132 m MD 2,012 m VD Inc. 56.8 º 2,134 m MD 2,013 m VD Inc. 57.0 º TBG 6 5/8" - 24.0 ppf, -L80-13%Cr - Vam Top HC Inc. 89.9 º
FUNN FRA UNDERSØKELSEN, LÆRDOM OG KORRIGERENDE TILTAK Brønnbarierenes status Minst 2 barrierer var til stede til enhver tid: og var testet (riktig beregnet streng avstand) og/eller dypt plassert mekanisk barriere var testet og kompletterings/drepevæske (ble senere funnet å være forurenset) Episoden da Blind-Shear-Rams ble aktivert Den antatte situasjonen knyttet til kontroll over brønnen ble øyeblikkelig håndtert, uten nøling. Riktig beregnet streng avstand i ble planlagt/ brukt : strengen ble kuttet på riktig plass og sikringen av brønnen var vellykket. DIREKTE ÅRSAK : AKTIVERING AV INTERN STRENGBARRIERE U-Tube effekt og håndtering av feilsøking Interne strengbarrierer ble ikke aktivert: det ble ikke gjort forberedelser til å utnytte de to (2) sluseventilene og/eller de to (2) ventilene på undervanns test tre på en effektiv måte da komponentene i landing strengen ble trukket ut og lagt ned. Anbefalte korrigerende tiltak: - Behold kontrollforbindelsen (umbilical) til ventilene (barrierer) og utpek ansvarlige for aktivering. - Før-jobb-møtet (Tool Box Talks) og overlevering til neste skift må inkludere oversikt over brønnens status, barrierediagrammer og hvilke barrierer som er i funksjon (diskuter hva skjer dersom") og hvilke som kan aktiveres. - Barrierediagrammer for brønnen må klargjøres og brukes som verktøy for å vise og bekrefte hvilke barrierer som er tilgjengelige. BAKENFORLIGGENDE ÅRSAK: IKKE HOMOGEN VÆSKE - Pumping og utskiftning av væske i brønnen var utilstrekkelig utført Væsken i brønnen var ikke homogen. Det var fremdeles rester av hydrokarboner i brønnen, hvilket førte til at væskebarrieren ble svekket. Det ble observert forurenset brine på overflaten etter at «wash train» var blitt sirkulert ut av hullet. Det er nødvendig med ytterligere sirkulering av hele brønnen etter at den dypt plasserte barrieren er installert for å bekrefte at brønnen er fylt med væske av homogen kvalitet. Anbefalte korrigerende tiltak: - Revider programmet/sekvensen knyttet til pumping av væske (bullhead) for å redusere tiden mellom pumpeoperasjonene og installasjon av den dypt satt barrieren, - Revider prosedyrene for å sørge for tilstrekkelig sirkulering av brønnen og bruk observasjon av returnert væske (tetthet, forurensing samt at væskesøylen er i balanse) som veiledning for å sikre at en effektiv barriere av homogen væske er på plass.